Brasil: Gas Natural Fenosa adquiere proyecto solar de 68 MW

Humberto Cebada Echeverría

Nota informativa de PV Magazine

02/11/16 | Noticias principales, Brasil, Desarrollo de mercado

La potencia fotovoltaica se sitúa en unos 50 MW en Brasil en la actualidad. Uno de los mayores proyectos solares es una central de 3 MW en Santa Catarina (en la imagen).

Foto: Tractebel Energia

Adquirió una participación del 85% a Gransolar en un proyecto solar ubicado en el estado brasileño de Piauí.

La empresa eléctrica española Gas Natural Fenosa anunció haber adquirido dos parques fotovoltaicos que suman 68 megavatios de potencia ubicados en Brasil.

En concreto, a través de su filial Global Power Generation (GPG), Gas Natural Fenosa acordó adquirir una participación del 85 por ciento en los parques fotovoltaicos Sobral I y Sertao I a la empresa Grupo Gran Solar, según un comunicado.

Los parques solares cuentan con acuerdos de compraventa de electricidad a 20 años otorgados en una de las dos licitaciones específicas para la fuente solar que se celebraron el año pasado en Brasil. Según el comunicado, el precio se sitúa en unos 95 euros (unos 106 dólares estadounidenses) el megavatio hora.

Gas Natural Fenosa informó que invertirá unos 85 millones de euros (unos 94 millones de dólares estadounidenses) para desarrollar este proyecto.

La puesta en marcha de las centrales solares, ubicadas en concreto en el estado de Piauí, se prevé en el segundo semestre de 2017, y se estima que estas generarán 154 gigavatios hora anuales. El estado de Piauí está situado en el noreste de Brasil, región que cuenta con un elevado recurso solar y en la que hay previstos un gran número de proyectos fotovoltaicos.

Este es el segundo proyecto fotovoltaico de Gas Natural Fenosa fuera de España y el primer proyecto de generación eléctrica de la empresa en Brasil.

En agosto pasado, Global Power Generation se adjudicó suministro para un proyecto solar de 120 megavatios y una central eólica de 204 megavatios en una licitación eléctrica en Chile. 

Humberto Cebada Echeverría

Bet Solar muestra en la Universidad Politécnica de Valencia soluciones fotovoltaicas en agricultura y ganadería

Humberto Cebada Echeverría

Nota Informativa de Energías Renovables

2 de noviembre, 2016

La empresa valencia de distribución de material fotovoltaico Bet Solar impartirá el próximo martes 8 de noviembre una charla sobre soluciones fotovoltaicas aplicadas al ámbito de la agricultura y ganadería en la Universidad Politécnica de Valencia (UPV). En la conferencia se hablará, por ejemplo, de instalaciones aisladas para granjas y de bombeo solar.

Cortesía de Energías Renovables

Tras la celebración de la jornada los asistentes podrán conocer de primera mano, los componentes principales de una instalación solar fotovoltaica de autoconsumo con baterías; describir el funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas aisladas y de autoconsumo con baterías. Además, de saber calcular y diseñar las instalaciones fotovoltaicas de bombeo solar.

Esta acción formativa está dirigida a ingenieros superiores y técnicos de cualquier rama: agrícola, electrónica, electricidad, mecánica, civil, industrial, medioambiental, forestal; arquitectos o carreras afines; titulados en administración de empresas, económicas; así como alumnos de ciclos formativos y formación profesional.

La charla comenzará a las 16 horas, con una duración de tres horas, en el Edificio Nexus 6G (UPV).

Humberto Cebada Echeverría

Los ‘Fotovoltaicos’ exigen a Rajoy un giro de 360ª

Humberto Cebada Echeverría

Nota Informativa de Econoticas.com

Fuente: Medio Ambiente

2 de noviembre, 2016

Anpier insta al Presidente Rajoy a que contraste su información sobre la magnitud real de los recortes aplicados y las rentabilidades que con frecuencia asegura el Presidente que en su día alcanzaron estas instalaciones.

Anpier, la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica, reclama a Marino Rajoy un Ministro o Ministra de Industria, Energía y Turismo con sentido común y sentido de Estado, que sea capaz de encontrar, a través del diálogo sectorial, una solución política urgente frente a la inseguridad jurídica que sufre el sector fotovoltaico español. 

Cortesía de Econoticias.com

Esta asociación considera que el anterior titular de la cartera de Industria y Energía, José Manuel Soria, junto con el Secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, tuvieron un comportamiento reprobable al paralizar la progresión del sector renovable en beneficio de la producción fósil y nuclear y, para ello, intoxicar a la Sociedad con información sesgada sobre el colectivo fotovoltaico, con la intención de justificar los draconianos recortes aplicados para expulsar del sistema al nuevo perfil de productor y disuadir nuevas iniciativas empresariales que se pudieran plantear acceder a este mercado. 

Anpier insta al Presidente Rajoy a que contraste su información sobre la magnitud real de los recortes aplicados y las rentabilidades que con frecuencia asegura el Presidente que en su día alcanzaron estas instalaciones. Tal y como revelan los informes que el Tribunal Supremo encargó en alguno de los procedimientos que se dirimió ante dicha Sala sobre el posible daño patrimonial en las plantas, las cuales estuvieron entre el 2% y el 11% en sus primeros tres años de puesta en marcha, muy alejadas del 20%-30% que Mariano Rajoy les atribuye públicamente y que, si fueron alcanzadas por algunas instalaciones, debieron ser excepcionales y, desde luego, nunca procedentes de fotovoltaicas en manos de pequeños productores, puesto que fueron los que retribuyeron a toda la cadena productiva y se financiaron aportando sus hogares como garantía frente a préstamos, con tipos de interés que superaron con frecuencia el Euribor + 6%, blindados por swaps que han impedido hasta la ventaja de la bajada del Euribor en los últimos años.

Miles de productores fotovoltaicos se reunirán en Murcia los días 18, 19 y 20 de noviembre, con motivo del cierre del Camino del Sol, con un acto central en el que está previsto que participen los presidentes de la Región de Murcia, Pedro Antonio Sánchez, y el Presidente de Cantabria, Miguel Ángel Revilla. Con la previsión de una gran movilización en Madrid en 2017 si el nuevo Ejecutivo del Presidente Rajoy no es capaz de establecer un diálogo constructivo con el sector fotovoltaico para encontrar una solución satisfactoria, como se ha producido en todos los países europeos en los que se han realizado algún ajuste al sector renovable. 

El Presidente de Anpier, Miguel Ángel Martínez-Aroca considera que “El nuevo Gobierno debe articular una nueva política energética de Estado, electrificando la economía sobre fuentes renovables y socializando el acceso a la generación, y empezando por restaurar la seguridad jurídica de las miles de familias españolas fotovoltaicas, que han contribuido con sus ahorros a resolver los problemas energéticos y medioambientales de nuestro país”.

Humberto Cebada Echeverría

Edificios públicos con autoconsumo fotovoltaico

Humberto Cebada Echeverría

Nota informativa de Cadena Ser

Por Mario Alejandre a 2 de noviembre 2016

El Ayuntamiento destina más de 240.000 euros para instalar plantas de energía solar en varios centros cívicos y en el Servicio de Limpieza

Paneles de energía fotovoltaica/ Cadena SER

Cinco edificios municipales contarán con plantas fotovoltaicas para el autoconsumo energético, tras una inversión de algo más de 240.000 euros que ha aprobado la Junta de Gobierno del Ayuntamiento de Valladolid.

Las plantas energéticas se implantarán en el edificio del Servicio de Limpieza y en los centros cívicos de José María Luelmo, Zona Sur/Juan de Austria, Parquesol y José Luis Mosquera, y han sido diseñadas bajo el principio de generación a demanda con inyección a red cero.

La potencia total que se instalará llega a los 140 kWp y permitirá cubrir el consumo de energía eléctrica desde un 20% en el primero de los edificios antes citados hasta en un 35% en el caso del José Luis Mosquera. La inversión final una vez ajustadas las correspondientes bajas de cada una de las ofertas presentadas, será de 243.228 euros IVA incluido.


Todas las plantas estarán interconectadas al sistema de monitorización energética del Ayuntamiento, de manera que todas sean transparentes para los usuarios de los edificios.

En todos los casos, y de forma paralela a su instalación, se instalarán puntos estáticos de información de manera que los ciudadanos que lo deseen puedan obtener la información necesaria sobre el qué y el cómo de una gestión energética eficiente que le permita reducir sus emisiones de CO2 a la vez que los consumos de energía exterior y su factura energética.

Todas las plantas, mantendrán además la filosofía de puertas abiertas, de forma que los grupos ciudadanos interesados podrán solicitar a la Agencia Energética visitas informativas y/o talleres de demostración para aprender y conocer de primera mano las posibilidades que el uso de la energía solar permite a los particulares de forma individual.

Humberto Cebada Echeverría

El coste de las grandes centrales solares cae por debajo de 1,50 $/W en Estados Unidos

Humberto Cebada Echeverría

Nota Informativa de PV Magazine
Desarrollo de mercado, Economía

Christian Roselund
20 de octubre, 2016

Cortesía de PV Magazine/ NREL

El último reporte de NREL muestra una continua reducción de los costes de los sistemas fotovoltaicos en todos los segmentos. Los costes indirectos de las instalaciones residenciales se mantienen persistentemente elevados.

Múltiples factores están reduciendo los costes de los sistemas solares en Estados Unidos a unos niveles nunca vistos. Especialmente en los sistemas a escala de central, según reporta un informe del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus siglas en inglés). El organismo dependiente del Departamento de Energía estadounidense indica como causas de la continua reducción la bajada del coste de componentes, el incremento de la competencia, costes generales más bajos y una mejor configuración de los sistemas.

En su informe “Tendencia del coste de los sistemas solares fotovoltaicos en Estados Unidos Q1 2016” (U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark Q1 2016), NREL muestra un coste de 2,93 dólares por vatio para el típico sistema residencial de 5,6 kilovatios en el primer trimestre de 2016, y 2,13 dólares por vatio para instalaciones solares comerciales de 200 kilovatios. Para las instalaciones  a escala de central, los autores indican 1,42 dólares por vatio para parques solares de 100 megavatios sobre estructura fija y 1,49 dólares vatios para centrales de la misma potencia pero equipadas con sistema de seguimiento de un eje.

Dichas cifras representan una reducción anual del 4 y 6 por ciento en los costes de los sistemas comerciales y residenciales, respectivamente, y una impresionante reducción del 20 por ciento en los costes de centrales a gran escala sobre estructura fija. NREL indica que si bien la caída del precio de los componentes es un factor relevante, “el incremento de la competencia, los menores costes generales de instaladores y desarrolladores, la mejora en la productividad laboral y la optimización de los sistemas de configuración también contribuyeron, especialmente para empresas EPC que realizan proyectos a escala comercial y de central”.

NRL también indica que mientras los costes de las instalaciones con sistema de seguimiento de un eje son ligeramente superiores, el coste nivelado eléctrico es menor en este tipo de sistemas en un determinado número de Estados, debido a un mayor rendimiento. Esta parece ser la conclusión también de desarrolladores y contratistas, puesto que los sistemas de seguimiento dominan cada vez más el mercado de grandes centrales solares en Estados Unidos.

Pero mientras los costes de los sistemas fotovoltaicos a escala de central están reduciéndose con mucha rapidez, los de los sistemas residenciales y comerciales continúan supeditados a unos elevados costes de no-hardware o “costes blandos”. A medida que el ritmo de la reducción de los costes de los módulos e inversores ha disminuido en los últimos años, la proporción de los costos de mano de obra y costes indirectos ha aumentado hasta representar el 58 por ciento de los costes de instalación de los sistemas solares residenciales, y el 49 por ciento en el caso de los sistemas comerciales.

Para la fotovoltaica residencial, la mayoría de los costes indirectos corresponde a ventas y marketing, especialmente para empresas solares terciarias como SolarCity, Sunrun y Vivint. Dichos costes representan 0,31 dólares por vatio para los instaladores, mientras que para las empresas solares terciarias o integradores significan 0,43 dólares por vatio.  Los gastos generales, los costes generales y administrativos, también se han incrementado,  y de nuevo en mayor medida para las empresas solares terciarias: 0,38 dólares por vatio, frente a 0,28 dólares por vatio que el informe consigna para los instaladores.

Teniendo en cuenta que en el informe se ha estipulado un factor de 0,35 dólares por vatio como beneficio neto, esas tres categorías (costes generales, márketing y venta, beneficio neto) representan más de la tercera parte de los costes totales de sistema.

Aun con costes similares de los módulos solares (considerados por NREL en 0,64 dólares por vatio en los tres segmentos), los costes indirectos son inferiores en una base por vatio en los sistemas comerciales y en los de escala de central. Esto demuestra un mayor éxito de este tipo de instalaciones a la hora de reducir costes, especialmente en las grandes centrales solares.

Un último detalle en el informe revela una fiera competencia para dominar el mercado de inversores  en sistemas residenciales entre SolarEdge y Enphase. NREL indica que en 2015 los microinversores de Enphase fueron utilizados en un 24 por ciento del total de la capacidad instalada en sistemas residenciales, perdiendo con ello cuota de mercado: en los dos años anteriores casi representaban un tercio de la capacidad instalada en residencial.  SolaEdge, por su parte, aumentó de un 15 por ciento a un 22 por ciento su cuota de mercado en 2015.

El precio pudiera ser uno de los motivos: los microinversores de Enphase son más caros que las soluciones de inversores de SolarEdge con electrónica de potencia a nivel de módulo. Enphase ha reducido agresivamente los precios en los últimos trimestres en un intento por recuperar cuota de mercado, lo que también ha reducido sustancialmente su margen de beneficio.

Humberto Cebada Echeverría

China: Sobrecapacidad y recortes en los subsidios impulsan la caída mundial de precios

Humberto Cebada Echeverría

Nota informativa de PV Magazine

Noticias principales, Desarrollo de mercado, Economía

Eckhart Gouras.
20 de octubre, 2016

Cortesía de PV Magazine/ GCL Poly

La amenaza de recortes en la tarifa fotovoltaica provocó la instalación de 20 GW en el primer semestre de 2016. Los productores chinos ampliaron capacidades para atender una demanda local ahora limitada. La sobreoferta conduce a una bajada en el precio de los módulos.

La globalización es una realidad en la industria solar fotovoltaica. También lo es el que la gran mayoría de la producción y otros componentes claves para el sector se realiza en China, para luego ser distribuida vía ultramar a clientes en otros continentes. 

El hecho de que los Estados Unidos y la Unión Europea hayan impuesto sanciones arancelarias contra los productores de células y módulos chinos ha tenido poco efecto en el impacto de los fabricantes chinos en el precio de los módulos a nivel mundial. Si bien existen variaciones entre los mercados en la fijación de los precios, los fabricantes chinos reaccionaron con rapidez ante dichas sanciones. Mientras que algunos encontraron soluciones creativas para eludir las mismas, otros optaron por abrir fábricas en mercados clave como India y otros países con condiciones favorables de producción, y desde donde suministrar a los mercados europeos y estadounidense.

Paralelamente, el mercado fotovoltaico chino experimentó un increíble ciclo de aceleración. El objetivo oficial de China para este año asciende a unos considerables 18,1 gigavatios, un 80 por ciento más que la capacidad instalada en 2014. Solo en el primer semestre de este año  ya se habían instalado en China  cerca de 20 gigavatios y los pronósticos indican que 2016 podría concluir con entre 25 y 30 gigavatios de nueva capacidad solar instalada. Con semejante mercado dirigiendo la demanda, los productores chinos de polisilicio, obleas, células y módulos solares han emprendido una carrera para ampliar sus capacidades de producción y aprovechar este espectacular aumento de la demanda.

Semejante incremento de la demanda hubiera provocado, normalmente, un aumento de los precios en China y en el resto del mundo. No cabe duda de que esto hubiera sucedido si el gobierno chino no hubiera tomado medidas y recortado los subsidios a la tarifa de inyección fotovoltaica (FIT, Feed-in-tariff) desde el primero de julio del presente año. La amenaza del recorte a la tarifa subvencionada provocó una fiebre instaladora durante los primeros seis meses de 2016. Desafortunadamente para los desarrolladores de proyectos solares en China, los recortes en la FIT de este verano son solo el principio. A finales de septiembre se dieron a conocer planes para reducir aún más drásticamente los subsidios a la tarifa que perciben las instalaciones fotovoltaicas: un 37 por ciento para los sistemas sobre suelo y un 52 por ciento para las instalaciones de generación distribuida. Con ello, las instalaciones sobre suelo percibirían entre 0,55 y 0,75 de la moneda china RMB (equivalente a 0,08 y 0,11 dólares, respectivamente) por kilovatio hora inyectado a la red, mientras que las instalaciones de generación distribuida percibirán entre 0,2 y 0,3 RMB por kilovatio hora (0,03 y 0,04 dólares al cambio actual).

Esto disminuirá, sin duda, el apetito de los inversores para construir plantas fotovoltaicas en China, lo que a su vez reducirá la demanda local de módulos, inversores y otros equipamientos BOS (Balance of System). A medida que la bajada del precio de estos componentes se produzca en China, ésta se trasladará también a los mercados externos, ya que los productores chinos intentarán dan salida a sus capacidades de producción ampliadas.

De hecho, la crisis en los precios de los módulos ya se pudo percibir el pasado mes de septiembre en Solar Power International de Las Vegas, el mayor evento solar en Estados Unidos. Proveedores chinos de primera línea ofrecieron productos multicristalinos a un precio inferior a 0,40 dólares por vatio pico y productores de menor tamaño fueron incluso más agresivos en sus precios. 

El impacto de la reducción de los módulos tuvo su efecto inmediato también en las licitaciones internacionales de energía. En la reciente licitación convocada por México se obtuvieron precios inferiores a los 35 dólares por megavatio hora, eclipsando con ello los ya muy reducidos precios conseguidos en la primera licitación de energía realizada a principios de este año.

Cierto es que los bajos precios de los módulos dotan de competitividad a la energía solar frente a otras tecnologías, pero está por ver si la industria fotovoltaica global puede realmente florecer en semejante ámbito. A corto y medio plazo se podría producir una fuerte reducción de los márgenes  en toda la cadena fotovoltaica de suministro. Y la completa desaparición de algunos actores al no tener la estructura de costes suficiente para poder sobrevivir o por haber menospreciado determinados riesgos en la parte inferior de la cadena de suministro (downstream), como pudieran ser cuestiones de propiedad, medioambientales, etc.

A más largo plazo, se puede esperar innovación y unas mejores economía de escala para mantener la reducción de costes y unos menores costos nivelados de la energía  solar (LCOE, por sus siglas en inglés), dando a todos los actores de la cadena de valor fotovoltaica espacio suficiente de actuación. E incluso obtener precios inferiores a 35 dólares por megavatio hora, especialmente en mercados con abundante recurso solar como, entre ellos México. 

Humberto Cebada Echeverría

Las centrales solares triunfan en las licitaciones eléctricas de América Latina

Humberto Cebada Echeverría

Nota informativa de PV Magazine
Desarrollo de mercado, Noticias principales

Blanca Díaz López

20 de octubre, 2016

En varios mercados latinoamericanos se celebran este año licitaciones eléctricas en las que pueden participar proyectos fotovoltaicos. Foto cortesía de PV Magazine Ingeteam

La bajada de los precios de los módulos ha sido un elemento clave para la competitividad de la solar en licitaciones eléctricas internacionales en el último año.

En Perú, México y Chile, entre otros mercados, se han marcado precios récord, en algunos casos de alrededor de 30 dólares el megavatio hora. Ello se ha producido en un contexto de exceso de capacidad de producción de módulos fotovoltaicos, lo que ha generado una gran presión para el desarrollo de mercados emergentes.

En México, la solar incluso registró precios más bajos que la eólica. Fue la primera fuente por volumen de electricidad adjudicado en las dos licitaciones eléctricas de este año. En el certamen resuelto en marzo la solar acaparó las tres cuartas partes y en la licitación de septiembre se hizo con algo más de la mitad. A diferencia de otras subastas renovables internacionales, en México no hay categorías por tecnología sino que las distintas fuentes denominadas limpias compiten en el certamen. 

El caso mexicano destaca en el panorama internacional debido al gran volumen de proyectos adjudicados y los bajos precios obtenidos. El arancel de importación sobre los módulos solares no ha sido impedimento para que 1.796 megavatios (AC) en proyectos solares resultaran adjudicados en la licitación de marzo a un precio medio de 44,9 dólares el megavatio hora. Y en el certamen de septiembre los precios fueron incluso más bajos: 1.823 megavatios (AC) se adjudicaron a un precio medio de 31,7 dólares estadounidenses el megavatio hora, según estima la asociación solar mexicana Asolmex. Ello supone en conjunto 3,6 GW (AC) en proyectos fotovoltaicos ganadores.

Los resultados de las licitaciones mexicanas están en la línea con lo que ha ocurrido en otros mercados latinoamericanos en el último año y que ha marcado nuevas pautas en el sector energético. Desde una perspectiva cronológica, Chile dio el pistoletazo de salida con una licitación en octubre del pasado año que aspiraba a una mayor participación de proyectos renovables. El resultado fue que la solar y la eólica se hicieron con la totalidad de los contratos superando en precios las ofertas de las tecnologías convencionales.  

Las tecnologías fotovoltaica y termosolar ganaron la cuarta parte de los 1,2 teravatios horas adjudicados. El resto correspondió a proyectos eólicos. Un proyecto fotovoltaico marco el precio más bajo con 65 dólares el megavatio hora, mientras que el precio medio de la energía solar adjudicada se situó por debajo de los 70 dólares el megavatio hora. 

Más volumen de solar se adjudicó en Brasil a finales del año pasado aunque a un precio más alto. En concreto, en una licitación específica para la fuente solar celebrada en noviembre pasado en Brasil se adjudicaron 1.115 megavatios a un precio medio de 297,4 reales brasileños (93 dólares estadounidenses) el megavatio hora. En Brasil, las licitaciones eléctricas son en moneda local al contrario que en otros países por lo que el precio obtenido está sujeto a las posibles fluctuaciones en el tipo de cambio y la depreciación de la moneda.

La gran sorpresa en el panorama internacional llegó en febrero en una licitación en Perú, en la que se adjudicaron 185 megavatios (AC) a proyectos fotovoltaicos a un precio medio de 48 dólares estadounidenses. Esta licitación de energías renovables contaba con una categoría específica para la fotovoltaica y en ella se marcó un récord por lo bajo de los precios ofertados por los proyectos fotovoltaicos.

Este precio se superó a la baja en la primera licitación eléctrica mexicana en la que el precio más bajo en el certamen correspondió a un proyecto solar de alrededor de 35 dólares el megavatio hora. Fuera de Latinoamérica, en concreto en Dubái, se registraba dos meses después un precio de 29,9 dólares en una licitación. En agosto, se volvía a registrar un precio récord en Latinoamérica, en concreto un proyecto de 29,1 dólares estadounidenses adjudicado en una subasta en Chile. No obstante el pasado septiembre, en la apertura de ofertas económicas en una licitación de nuevo en Emiratos Árabes Unidos, esta vez en Abu Dabi, se registraban precios más bajos: 24,2 dólares por megavatio hora.

Muchos países observan esta acelerada tendencia a la baja del precio de la solar y reaccionan con rapidez. Como es el caso de Argentina, que adjudicó en octubre 400 megavatios solares a un precio medio de 59,75 dólares estadounidenses el megavatio hora en la licitación RenovAr 1 lanzada a principios de año. Al anunciar los ganadores hace dos semanas, el gobierno argentino convocaba una “repesca”  para los participantes de la primera, en la que adjudicará un cupo adicional de 200 megavatios y para el que ha fijado como reto el reducir el precio máximo obtenido en la primera ronda. Una próxima gran licitación se espera que sea convocada en mayo de 2017.   

Más ralentizado es el desarrollo del proceso de la licitación de 150 megavatios en El Salvador, en la que se adjudicarán 100 megavatios solares y 50 megavatios eólicos. Como ha ocurrido en otras licitaciones eléctricas últimamente, la fecha de resolución del certamen se ha retrasado debido al gran interés por la licitación. Esta subasta, que se lanzó el pasado mes de febrero, se resolverá previsiblemente en enero de 2017.

También en los próximos meses se celebra una importante licitación en Brasil y se prevén nuevas convocatorias en países en donde la solar ya se ha hecho un hueco. El certamen en Brasil, que cuenta con una categoría específica para la fuente solar, tendrá lugar a mediados de diciembre. En Chile se prevé la convocatoria hasta finales de año de una licitación por 3.800 megavatios hora y hasta abril se prevé la convocatoria de la tercera subasta eléctrica en México. 

Las diferencias entre los distintos países latinoamericanos y otros mercados en los que también se han registrado bajos precios, como Zambia en donde la solar ofertó recientemente un precio de 60 dólares estadounidenses el megavatio hora, son notables. Los costes laborales, los precios de los terrenos y los precios de los componentes de las centrales fotovoltaicas difieren, así como también las condiciones de financiación. 

Los módulos solares cada vez representan un porcentaje menor en el coste de los proyectos. Sin embargo, la gran bajada de precios en el último año ha dado un buen empujón para que se desarrollen mercados solares emergentes. Los próximos meses mostrarán cuál es la tendencia y si se produce un repunte en los precios de las ofertas de proyectos solares en algunas licitaciones. También habrá que esperar para ver si las centrales adjudicadas hasta la fecha consiguen llevarse a cabo en tiempo y forma. De momento, parece que las licitaciones de suministro básico se han convertido en el mayor mecanismo para la incorporación de la solar en México y en otros mercados latinoamericanos e internacionales.

Humberto Cebada Echeverría